煤层气、致密砂岩气和页岩气在含煤地层中共存，资源量可观[1-2]。目前，针对煤系“三气”形成的共识包括:① 煤系“三气”共生共存，资源丰富，体现在气源丰富、储层叠置、煤系游离气多样化成藏[3-7];② 储层层系多，多套流体和压力系统发育，储层非均质性强，体现在流体能量影响含气系统的赋存状态、储层力学性质及孔渗差异影响合采兼容性[1-8];③ 强调开采工艺优化和技术创新，提出了合采产层组的压裂和井筒优化设计方案[9-10]。煤系“三气”单一储层开采过程中，产气量多偏低，同井筒合采可以释放难动用或不可动用资源，提高资源利用效率和产气效果。但是，针对其中2种或者3种气体能否在同一井筒内合采存在争议，部分观点认为:煤层气、致密砂岩气、页岩气赋存和采气机理不同，在同一井筒内不能合采;多煤层如果存在压力系统差异，会引起气水倒灌，煤层产水会引起砂岩、页岩“水淹”，难以合采。这些观点直接制约了开展同一井筒内的多种气层开发测试，也直接影响采气工艺优化等技术攻关方向。笔者从“三气”的生产机理、合采方式、合采干扰因素入手，结合在鄂尔多斯盆地东缘临兴地区试验井所取得的排采经验和认识，阐述“三气”开发的关键问题和单井筒合采可行性。
1 煤系“三气”生产方式及产出特点的差异
煤层气、致密砂岩气、页岩气在成藏与分布特点、产出机理和勘查方向上均有差异，在开发特点上，煤层气以排水降压为主要模式，页岩气是降压采气，致密砂岩气则是依赖储层自身压力(表1)[1-2，11-13]。
表1 煤系“三气”赋存和开采特点
Table 1 Occurrence and production features of “Three gases” in coal bearing strata
煤层气开发方式的核心是排水降压，在开发过程中伴随着大量地层水的产出。致密砂岩气在开发过程中也有相当数量的井产出地层水，如榆林[14]、苏里格[15]、大牛地[16]、大宁—吉县[17]等地区的致密砂岩气井;其中，苏75区根据压后排液、生产曲线、关井油套压恢复、探液面、井口放空核实等多种途径确定，超过44%的投产井有一定数量的水产出[18]。致密砂岩气开发过程中发展了多种排水采气工艺，有泡排、气举、柱塞、电潜泵、机抽和射流泵等排水采气工艺，同时这些工艺技术在近几年也被应用到煤层气开发中。页岩气井开发的中—后期也需要采用各种排水工艺降低井底流压[11-12]。
无论煤层气、致密砂岩气和页岩气井，气体均从储层进入井筒，依赖的是储层与井筒之间的压差，这也是煤层气、致密砂岩气和页岩气井快速排出地层产出水的目的，通过增大压差，在不产生储层伤害的条件下促进气体流动。在煤层气井排采前期，宜尽量排出地层水，降低地层压力，促进气体解吸和渗流，提高气井产量。在致密砂岩气和页岩气的开发过程中，需快速排出井底积液，增加致密砂岩或页岩层与井筒间的压差，提高产气量。煤层气产出过程中，需要较长时间的排水降压，因此在煤系“三气”合采中，宜采用煤层气井排采工艺，利用抽油机排出地层水，通过套压、液面精确控制井底流压。
2 “三气”合采干扰因素分析
层间干扰最早是针对多层合采油气藏提出的，认为其存在层间非均质性，开发过程中会带来层间矛盾，进而产生层间干扰，影响开发效果。其产生原因在于开发过程中不同油气层的物性和流体性质差异较大，不同油气层在吸水能力、地层压力和水淹情况存在差异，表现为各层储量动用程度不均、采出程度不等、总体采收率低等特点[19-21]。煤系“三气”合采增加了一个煤层气解吸过程，使得气体产出过程中的影响因素变得更为复杂，生产管控难度更大，要求更高。国内部分专家认为“三气”合采层间干扰的核心在于，某一个小层的开发，导致其他小层的产量减少，直接表现为一个层产出的气、水倒灌进其他层位，造成渗透率降低，产量减少。关键因素有两点:一是储层之间的压力系统差异;二是储层之间物性(渗透率)的差异。层间干扰的表现形式为气体倒灌或者水倒灌。
2.1 储层非均质性影响
储层非均质性差异，尤其是渗透率差异，会影响气体在储层内的流动速度，导致气体产出速度有差异。天然气开发过程中，气体的流动主要取决于井筒和储层之间的压差，压差会驱动气体流动产出。井筒液面下降后，地层与井筒存在压差，流体就会流动，但高渗层不会阻碍低渗层流体流动，气体都会以不同的速率流入井筒，类似于河流的分支不断汇入主河道。在这种情况下，可能产生的层间干扰主要是煤层产出水流入到砂岩中，造成砂岩水淹，进而阻止砂岩产气。如图1所示，抽油机吸入口在井筒底部，在合理的排采制度下，煤层、砂岩、页岩产出的水全部举升到地面，不会发生产水淹情况。当然，如果强行举升或举升过快可能会引起速敏、应力敏感等储层伤害，这部分后续工作会进一步深入研究。
图1 临兴地区致密砂岩气煤层气协同产气井身结构
Fig.1 Well structure of tight sand gas and coalbed methane co-production in Linxing area
2.2 压力系统干扰
抽油机启动后，只要保持足够的排量，各个产层的水都会被及时排出，逐渐增加地层与井筒的压差，井筒内的水就不会往地层流动。但在抽油机启动之前，井筒处于关闭的状态，地层压力会影响井筒内和各小层内的气水分配关系，可能发生水倒灌。一般认为，地层压力系统的差异，会导致各产层之间的不均衡，从而产生所说的层间干扰。如图2所示的3个产层，假设地层压力系数均为0.9，则位于1 000 m埋深处致密砂岩产生的压力为p=ρgh。
图2 “三气”叠置系统储层压力干扰示意
Fig.2 Pressure interference diagram of three gases superimposed reservoir system
在理想条件下，其产生的液柱高度为900 m，距离井口100 m;同时，1 500 m处产生的液柱高度为1 350 m，液柱离井口150 m;埋深2 000 m处的煤层，产生的液柱1 800 m，液柱离井口200 m。在这种情况下，上部1 000 m处的致密砂岩会对下部的页岩产生50 m的液柱压力，对2 000 m处的煤层产生100 m的液柱压力，即分别大致产生0.5和1 MPa的压力。可见，在地层压力系数相同的情况下，各个层位具有的流体压力及液柱高度不一致，会对其他层位产生一定程度的压力干扰。只有在地层压力系数不一致的条件下，例如1 000 m的砂岩层为0.9，1 500 m处的页岩层为0.933和2 000 m处煤层为0.95，3套储层产生的液柱高度距井口的位置一样，3套储层之间不存在压力干扰。当然，更普遍的实际地层情况是，各产层压力系数无法使液柱高度一致，存在压力差异。
目前，在煤层气、页岩气和致密砂岩气储层开发过程中，一般都采用水力压裂进行储层改造。由于压裂注水导致实际增压的缘故，在压裂液返排初期，地层压力普遍较高，甚至远高于原位地层压力，甚至可能导致井筒内的地层水发生轻微溢流，此时快速安装机抽设备进行排水降压，则不会发生水倒灌。
2.3 气、水体倒灌可能性
要发生气、水的倒灌，至少需要突破岩层的启动压力梯度。启动压力梯度是流体在低渗透油气藏中渗流时，只有实际压力梯度大于某临界值时，流动才能进行，即必须有一个附加的压力梯度克服岩石表面吸附膜或水化膜引起的阻力才能流动，该附加压力梯度称为启动压力梯度。汪全林等采用16块岩样的驱替数据，绘制了启动压力梯度与渗透率的关系，且该幂指数式关系已被实验验证[22-24]。随着渗透率的减小，启动压力梯度先不断增大;当渗透率降低到临界流度时，启动压力梯度迅速增加，流体渗流阻力明显增大。而且启动压力梯度在低孔、低渗、高含水饱和度的煤层气藏和致密砂岩气藏中更是会阻碍气体的流动[25]。因此在合采过程中，发生气、水倒灌的阈值可默认为储层的启动压力梯度。
3 煤层气和致密砂岩气合采过程分析
在临兴地区开展的试验井，其储层分布如图1，3所示，射孔位置在:千5段1 411.30～1 417.20 m，盒2段 1 495.90～1 500.80 m和太原组+本溪组1 995.37～1 997.50,1 999.50～2 005.88 m。双压力计监测流压、温度变化，套压表监测套压变化，井下压力计安置在1 945.73和1 995.15 m处。当井底流压小于砂岩储层压力以后，砂岩气开始产出，由于砂岩气是游离气，而煤层气是吸附气，砂岩气供气速度更快。在开发过程中上部千5和盒2已经先经过了一段时间的排采，下部太原组的两段砂岩层累计厚度是1.83 m，而两层煤的有效厚度是6.1 m。太原组和本溪组砂岩储层压力分别是17.98 MPa和18.00 MPa，本溪组煤层临界解吸压力分别是18.56 MPa和18.08 MPa。当井底流压降到18.56 MPa，上部煤层开始解吸;井底流压继续下降到18.08 MPa，下部煤层开始解吸;井底流压下降到18.00 MPa，下部砂岩气开始产出;井底流压下降到17.98 MPa，上部砂岩气产出，大致煤层气和砂岩气同时开始产出。
图3 LX2x试验井煤层气和致密砂岩气协同开发过程示意
Fig.3 Co-production process of coalbed methane and tight sand gas from the field test well of LX2x
3.1 不同层位井底流压的变化
该井在2017年6月进行生产作业调整，调整期间井筒内的动液面快速上升，在1 955 m处大致稳定，抽油机重新开始排采之后，维持套压稳定，动液面快速下降，此时上下压力计显示压力稳定同步下降，表明水稳定同步产出，并没有产生分层之间的互相干扰。同时在套压波动的同时，两套压力并没有因为气体的快速波动而产生波动，说明气体的产出在各个储层之间也没有产生干扰(图4)。如果煤层产出的气进入了上部1 992.32～1 993.39 m和1 994.61～1 995.37 m处砂岩，特别是如果往1 994.61～1 995.37 m处砂岩流动的话，则1 995 m处压力计与上部1 945 m处的压力计会产生波动。
图4 LX2x煤砂合采井井口套压和井底压力的变化
Fig.4 Variation of casing and bottom hole pressure during co-production of coal and sandstone of well LX2x
后期随着动液面的降低，到达1 940 m左右时，产气量也处于相对稳定的状态，上部的压力计基本露出液面，上部压力计的大小与套压基本持平，均在0.5 MPa左右，而且变化幅度很小，也进一步证明了产水和产气没有向上部地层倒灌，层位之间没有产生干扰(图5)。但是值得注意的是，因为两次抽油机作业调整，引起动液面的变化，并进而引起的井底流压波动，也在图4后半段中显示出来，波动需要经历一段时间的稳定排采才能克服。因此在排采过程中应当维持产气产水过程的稳定，尽量减少因为设备故障等引起的排采中断和波动。
图5 LX2x井煤砂合采井套压和井底压力的变化
Fig.5 Variation of casing and bottom hole pressure in co-production of coal and sandstone well LX2x
研究区LX-3x井在排采设计中，将两个压力计放置在下部煤层和上部砂岩位置。产气后，产气曲线呈现线性上升趋势，两个压力监测的压力变化，呈现同步下降的趋势，可见产气过程，对两个层位没有产生干扰或波动(图6)。
图6 LX3x井煤砂合采井压力计监测数据与产气量的变化曲线
Fig.6 Pressure monitoring and gas production curve of tight sand gas and coal coproduction well LX3x
3.2 停排时地层产液相互影响
长时间生产后，高渗层地层压力会急剧降低，层间压力系数差异大。排采中断时，各层在压差下继续排水到井筒，造成井筒液面逐步升高，当流体压力差突破低压层启动压力后，会造成水倒灌，造成储层伤害。因此需要选择质量过硬的排采设备，保持长时间稳定排采。一旦发生井下事故，可采用带压修井作业，利用高套压，抑制液面过高，防止水倒灌。
4 结 论
(1)通过以上分析可知，煤系“三气”合采过程中，在无特殊地层压力系数的情况下，不同储层类似江河支流向干流流动或以电路并联的形式存在，通过机抽设备，各层之间不存在干扰，不会发生水倒灌，通过控制合适的套压，也不会发生气水倒灌。在考虑煤层气井排水降压的基础上，在井内下抽油机，在井口控制动液面和气、水产出速度，实现气井的有效合理排采，即“储层并联，气水串联，井下检测、井上控制”。
(2)针对“三气”的干扰因素分析表明，储层非均质性的干扰并不会影响气、水的流动，因为气、水流动主要靠压差驱动，在水从井下抽排，气体通过套管产出的情况下，两者不会产生干扰。压力系统的干扰主要发生在抽油机工作以前，或者排采刚刚启动，但是“三气”储层往往采用水力压裂，压裂后地层水处于超压溢流状态，不存在倒灌。同时由于启动压力梯度的存在，排采过程中气、水的倒灌很难发生。
(3)试验井的排采数据表明，在产水和产气过程中，气、水的流动产出互相并不影响，两个压力计测试的流压稳定。后期随着水的排出，动液面上部压力计读取的数值与套压接近，产气过程中的层间干扰并不存在。但是层间干扰会因为修井、机械故障等引起的排采中断而产生。在“三气”合采过程中，应当注重研究排采设备及工艺(结垢，煤粉携带等)，并开展带压修井等工程实践。
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